Hydrogène et éolien offshore

L’éolien offshore flottant permet d’envisager une production d’hydrogène renouvelable par électrolyse en mer, suivie de son acheminement à terre. Cette configuration nécessite de coordonner la production électrique et la conversion en hydrogène, de dimensionner et d’implanter les installations, puis d’organiser la distribution jusqu’aux consommateurs. Son intérêt est étudié à l’échelle d’une chaîne d’approvisionnement régionale comprenant également des filières terrestres, en tenant compte de la variabilité du vent et des compromis entre coût et impact climatique.

La démarche s’appuie sur un modèle spatial de programmation linéaire en nombres entiers mixtes, étendu aux configurations offshore et aux décisions d’investissement sur plusieurs périodes. Pour représenter la variabilité éolienne, les profils de disponibilité sont regroupés par la méthode des k-means. Des analyses statistiques et de Fourier permettent d’évaluer les régimes obtenus, ensuite comparés à une formulation fondée sur une disponibilité moyenne. Une optimisation multi-objectifs par la méthode ε-contrainte augmentée (AUGMECON) explore les compromis entre coût total et potentiel de réchauffement global (GWP). Les résultats sont exprimés en coût nivelé de l’hydrogène (LCOH) et en GWP par kilogramme d’hydrogène.

L’application à l’Occitanie montre que la recherche du coût minimal favorise progressivement le reformage du gaz naturel sans captage du CO2, tandis que la minimisation du GWP privilégie l’électrolyse bas-carbone, y compris en mer. La représentation de la disponibilité offshore par quatre régimes pondérés modifie les choix d’infrastructures. Lorsque le GWP est minimisé, le LCOH obtenu est inférieur de 11,4% à celui de la formulation moyenne, pour un même GWP par kilogramme d’hydrogène à la précision des résultats présentés. Dans les compromis calculés, la production offshore n’apparaît qu’au voisinage du minimum de GWP.

Une seconde application actualise les hypothèses régionales et les paramètres technico-économiques. Elle retient l’électrolyse à terre alimentée par l’électricité offshore et regroupe conjointement les profils du photovoltaïque, de l’éolien terrestre et de l’éolien offshore. Le compromis retenu, qui n’utilise pas d’électricité offshore, réduit d’environ 85 % le GWP par kilogramme d’hydrogène pour une hausse du LCOH de 24 % par rapport à la solution de coût minimal. L’accès au nucléaire reste toutefois moins contraint que l’accès aux renouvelables, car il repose sur une enveloppe brute de production régionale. Dans les configurations de faible GWP étudiées, une allocation de 100 % de l’électricité offshore à l’hydrogène porte la part de l’hydrogène issu de cette ressource à 35 % de la production régionale en 2050, contre 6,3 % dans le cas central. Cette augmentation se fait principalement en remplacement de l’électrolyse alimentée par l’électricité nucléaire.

Ces résultats montrent que la place de l’éolien offshore dans l’approvisionnement régional en hydrogène dépend des filières concurrentes, des conditions d’accès à l’électricité ainsi que des objectifs économiques et environnementaux retenus. Les choix de représentation temporelle et les hypothèses d’allocation des ressources électriques influencent à la fois les infrastructures et l’organisation territoriale de l’approvisionnement.